殷代印， 王東琪， 張承麗

(東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江大慶 163318)

?

改善注聚油層動(dòng)用程度的合理壓力系統(tǒng)

殷代印， 王東琪， 張承麗

(東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江大慶 163318)

針對(duì)注聚中后期含水率急速上升、各油層動(dòng)用程度差異大的現(xiàn)象，提出了一種改善油層動(dòng)用程度的新方法，分階段合理調(diào)整壓力系統(tǒng)確定階段產(chǎn)液水平，并已在礦場(chǎng)試驗(yàn)中取得了較好的效果。以大慶喇嘛甸油田為例，應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)研究了調(diào)整流壓后產(chǎn)液量、壓力、含水率等多項(xiàng)開(kāi)發(fā)指標(biāo)的變化規(guī)律，對(duì)比開(kāi)發(fā)效果表明，聚合物驅(qū)保持6 MPa(較高)-2 MPa(較低)-6 MPa(較高)流壓時(shí)，注聚1.0 PV后含水率降低1.46%，聚驅(qū)采出程度提高約2.43%，各層開(kāi)發(fā)動(dòng)用程度最好。

聚合物驅(qū)； 不同階段； 流壓； 開(kāi)發(fā)效果； 動(dòng)用程度

聚合物驅(qū)在大慶油田已取得顯著的成效，常采用優(yōu)選注聚參數(shù)等方法來(lái)改善開(kāi)發(fā)效果[1-2]，而有關(guān)油井合理工作工況的研究卻很少。研究表明油井工作工況對(duì)聚合物驅(qū)開(kāi)發(fā)效果有較大影響，若流壓過(guò)高，聚合物溶液不能有效進(jìn)入中低滲透層，若流壓過(guò)低，容易造成原油脫氣增加開(kāi)發(fā)難度，而礦場(chǎng)常采用相同流壓生產(chǎn)，造成注聚中后期含水率急速上升,各油層動(dòng)用程度差異大，為此，本文應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)，采取不同流壓組合研究不同滲透率級(jí)別油層的動(dòng)用程度，通過(guò)對(duì)比聚合物驅(qū)開(kāi)發(fā)效果，確定提液時(shí)機(jī)，為合理調(diào)整縱向吸水、產(chǎn)液剖面提供理論依據(jù)和指導(dǎo)。

1 概念模型建立

為研究聚驅(qū)不同階段的合理流壓，取大慶油田采油六廠(chǎng)五點(diǎn)法典型井組(模型參數(shù)見(jiàn)表1)，應(yīng)用Eclipse軟件建立塊中心網(wǎng)格理想模型，X和Y方向均劃為21個(gè)網(wǎng)格，網(wǎng)格步長(zhǎng)10 m，注采井距150 m，原油黏度6.75 mPa·s，飽和壓力9.2 MPa。

表1 概念模型參數(shù)

結(jié)合數(shù)值模擬結(jié)果，按照含水率的變化特點(diǎn)(含水率緩慢降低、含水率持續(xù)降低、含水率逐步回升)將聚合物驅(qū)劃分為3個(gè)階段：注聚初期階段(0～0.16 PV)、注聚見(jiàn)效階段(0.16～0.48 PV)和含水回升階段(0.48～1.0 PV)。以聚合物相對(duì)分子質(zhì)量2 500萬(wàn)，注聚質(zhì)量濃度1 500 mg/L，注聚速度0.16 PV/a，日注入量46.98 m3/d為基礎(chǔ)方案，控制不同流壓(2、4、6、8 MPa)，分析3階段各指標(biāo)(含水率、吸液量、產(chǎn)液量、壓力、采出程度等)變化規(guī)律及其對(duì)開(kāi)發(fā)效果的影響，最終優(yōu)選合理的壓力系統(tǒng)。

2 調(diào)整流壓對(duì)各階段的影響

2.1 注聚初期階段

注聚初期階段[3-4](0～0.16 PV)，聚合物在油層巖石內(nèi)壁吸附滯留堵塞一部分液流通道，降低水相滲透率，同時(shí)造成聚合物溶液在聚驅(qū)前緣處的聚合物濃度和黏度降低，這一階段含水未出現(xiàn)明顯的下降趨勢(shì)，具體如圖1和表2所示。當(dāng)流壓2 MPa生產(chǎn)時(shí)，初期日產(chǎn)液量88.38 m3/d，而日注入量?jī)H為46.98 m3/d，注采關(guān)系嚴(yán)重不平衡，產(chǎn)液能力快速下降，注聚0.02 PV后地層壓力迅速下降到飽和壓力以下，0.16 PV后生產(chǎn)井端溶解油氣比從48.3 m3/m3下降到40.1 m3/m3，油層中出現(xiàn)脫氣現(xiàn)象，原油黏度從6.75 mPa·s增加到8.33 mPa·s，驅(qū)替效果變差；當(dāng)流壓4 MPa生產(chǎn)時(shí)，初期日產(chǎn)液量71.31 m3/d，依然高于注入水平，產(chǎn)液量持續(xù)下降，注聚0.045 PV后地層壓力下降到飽和壓力以下，0.16 PV后生產(chǎn)井端溶解油氣比下降到44.15 m3/m3，原油黏度增加到7.59 mPa·s，滲流阻力增大；當(dāng)流壓6 MPa生產(chǎn)時(shí)，初期日產(chǎn)液量47.22 m3/d，此時(shí)注采平衡，產(chǎn)液量、地層壓力、溶解油氣比和原油黏度變化不大，階段采出程度最高，為1.11%；當(dāng)流壓8 MPa生產(chǎn)時(shí)，初期日產(chǎn)液量37.14 m3/d，產(chǎn)液能力低，多注少采造成地層壓力持續(xù)升高，溶解油氣比和原油黏度無(wú)變化，階段采出程度最低，為0.68%。

圖1 注聚初期階段不同流壓開(kāi)發(fā)指標(biāo)

Fig.1 Development index at different flow pressure in initial stage of polymer injection

表2 注聚初期階段不同流壓階段采出程度

由以上分析可知，注聚初期階段流壓6 MPa生產(chǎn)保證注采平衡，地層壓力變化平穩(wěn)，避免了因低于飽和壓力造成溶解油氣比下降而原油黏度增加的現(xiàn)象，采出程度穩(wěn)步提高，達(dá)1.11%，各層動(dòng)用程度最好。

2.2 注聚見(jiàn)效階段

注聚見(jiàn)效階段(0.16～0.48 PV)，聚合物溶液首先進(jìn)入大、中孔道[5-6]，在高滲透油層內(nèi)吸附、滯留使?jié)B流阻力增大，導(dǎo)致液流轉(zhuǎn)向中、低滲透油層，吸液能力明顯增強(qiáng)，出現(xiàn)“剖面反轉(zhuǎn)”現(xiàn)象，如何在高滲透層達(dá)動(dòng)態(tài)平衡前盡可能多地動(dòng)用中低滲透層是提高采收率的關(guān)鍵。注聚見(jiàn)效階段不同井底流壓開(kāi)發(fā)指標(biāo)和采出程度如圖2和表3所示。

圖2 注聚見(jiàn)效階段不同井底流壓開(kāi)發(fā)指標(biāo)

從圖2中可以看出，控制不同流壓時(shí)，中低滲透油層產(chǎn)液量增幅差別較大。當(dāng)流壓2 MPa生產(chǎn)，飽和度場(chǎng)邊界清晰，波及面積大，洗油效率高，高滲透層封堵作用明顯，中低滲透層波及程度最高，且產(chǎn)液量增幅最大，調(diào)剖作用顯著；當(dāng)流壓4 MPa生產(chǎn)，驅(qū)替邊界較清晰，波及范圍較大；當(dāng)流壓6 MPa生產(chǎn)，飽和度場(chǎng)邊界模糊，洗油效率不高，驅(qū)油效果差；當(dāng)流壓8 MPa生產(chǎn)，注水量高于產(chǎn)液量，生產(chǎn)井端因水相滲流阻力小，含水率快速升高，含油飽和度場(chǎng)急劇降低。

表3 注聚見(jiàn)效階段不同流壓階段采出程度

注聚初期階段流壓6 MPa的基礎(chǔ)上，注聚見(jiàn)效階段2 MPa生產(chǎn)能夠保證聚合物順利注入，持續(xù)有效封堵高滲透層，調(diào)整中低滲透油層產(chǎn)液剖面并獲得有效動(dòng)用。

2.3 含水回升階段

含水回升階段(0.48～1.0 PV)，當(dāng)中、低滲透層滲流阻力逐漸增大超過(guò)高滲透層滲流阻力時(shí)，中、低滲透層產(chǎn)液量逐漸減少，高滲透層產(chǎn)液量逐步提高，同時(shí)由于殘余阻力系數(shù)的影響，各層滲透率均下降，即低滲透層產(chǎn)量降低難動(dòng)用，高滲透層產(chǎn)量升高竄流明顯，具體如圖3和表4所示。由于該階段產(chǎn)油量下降且含水回升速度明顯低于含水下降速度，如何減緩含水回升速度降低產(chǎn)油量遞減是研究重點(diǎn)。由于注聚見(jiàn)效階段流壓較低，當(dāng)流壓繼續(xù)以2 MPa生產(chǎn)，0.63 PV后地層脫氣，剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象更加嚴(yán)重；當(dāng)流壓4 MPa生產(chǎn)，地層壓力緩慢下降，沿高滲透層產(chǎn)液上升幅度更大；當(dāng)流壓6 MPa生產(chǎn)，地層壓力平穩(wěn)，高滲透層產(chǎn)液量緩慢增加，含水上升最慢，注聚1 PV后含水率降低2.94%；當(dāng)流壓8 MPa生產(chǎn)，供液能力因地層壓力上升而增大，同時(shí)因流壓過(guò)高，即便有較大的供液能力也無(wú)法開(kāi)采，并且生產(chǎn)井端因水相滲流阻力小含水率偏高。

圖3 含水回升階段開(kāi)發(fā)指標(biāo)對(duì)比

Fig.3 Development index at different flow pressure in water cut rising stage

表4 含水回升階段不同流壓階段采出程度

由以上分析可知，在注聚初期階段流壓6 MPa，注聚見(jiàn)效階段2 MPa的基礎(chǔ)上，含水回升階段6 MPa生產(chǎn)保證注采平衡，使地層壓力處于飽和壓力之上，又能有效緩解聚合物溶液沿高滲透層的竄流現(xiàn)象，有效減慢含水回升速度。

3 開(kāi)發(fā)效果對(duì)比

綜合以上認(rèn)識(shí)，選取各階段較優(yōu)的流壓，組合4套方案進(jìn)行對(duì)比，即方案1：6 MPa-2 MPa-6 MPa流壓；方案2：6 MPa-2 MPa-4 MPa流壓；方案3：6 MPa-4 MPa-4 MPa流壓；方案4：4 MPa-4 MPa-4 MPa流壓。對(duì)比注聚1.0 PV后開(kāi)發(fā)效果如圖4所示，方案1聚驅(qū)階段含水率降低1.46%，含水回升速度最慢，聚驅(qū)采出程度提高約2.43%，為改善注聚油層動(dòng)用程度的最優(yōu)壓力系統(tǒng)。

圖4 各方案含水率與階段采出程度對(duì)比

Fig.4 Comparison of water cut and stage recovery on different programs

4 結(jié)論

(1) 本文提出一種改善注聚油層動(dòng)用程度的新方法，即調(diào)整注聚合理流壓，能夠減緩或緩解聚合物驅(qū)不同開(kāi)發(fā)階段存在的問(wèn)題。

(2) 應(yīng)用數(shù)值模擬得出結(jié)論：注聚初期階段保持注采平衡，避免因原油脫氣造成黏度升高給生產(chǎn)造成困難，采出程度穩(wěn)步提高；注聚見(jiàn)效階段合理提液，聚合物溶液持續(xù)封堵高滲透層使中低滲透層產(chǎn)液量增加，有利于調(diào)整各層產(chǎn)液剖面；含水回升階段提高流壓，恢復(fù)地層壓力的同時(shí)，有效減慢含水回升速度，各層動(dòng)用程度相對(duì)較高。

(3) 聚合物驅(qū)保持6 MPa-2 MPa-6 MPa流壓時(shí)，中低滲透層動(dòng)用情況最高，聚驅(qū)階段采出程度為15.72%，其次為6 MPa-2 MPa-4 MPa流壓、6 MPa-4 MPa-4 MPa流壓、4 MPa-4 MPa-4 MPa流壓。

[1] 徐學(xué)品，黎錫瑜，鄔俠，等. 提高聚合物驅(qū)開(kāi)發(fā)效果的主要做法——以下二門(mén)油田H2II油組為例[J]. 新疆石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2003，43(1)：74-76.

Xu Xuepin，Li Xiyu，Wu Xia，et al. The procedure of enhancing polymer flooding effect：Taking H2II formation in Xiaemen oilfield as an example[J]. Journal of Xinjiang Petroleum Institute，2003，43(1)：74-76.

[2] 王代流. 河流相沉積油藏聚合物驅(qū)油開(kāi)發(fā)效果的影響因素[J]. 油氣地質(zhì)與采收率，2009，16(1)：62-65.

Wang Dailiu. Influencing factors of the effect of polymer flooding production in oil reservoirs of fluvial facies sedimentation[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency，2009，16(1)：62-65.

[3] 趙政濤. 大慶B過(guò)渡帶葡一組油層聚合物驅(qū)油開(kāi)發(fā)研究[D].長(zhǎng)春：吉林大學(xué)，2012.

[4] 馬艷，周生友，劉大猛，等. 改善雙河油田二類(lèi)儲(chǔ)量高溫聚合物驅(qū)開(kāi)發(fā)效果對(duì)策研究[J]. 石油地質(zhì)與工程，2010，24(6)：82-84.

Ma Yan，Zhou Shengyou，Liu Dameng，et al. Countermeasures to improve the development effect of class II reserves with high temperature polymer flooding in Shuang-he oilfield[J]. Petroleum Geology and Engineering，2010，24(6)：82-84.

[5] 耿娜，楊東東，劉小鴻，等. 渤海油田聚合物驅(qū)儲(chǔ)層吸水剖面變化特征及影響因素研究[J]. 石油天然氣學(xué)報(bào)，2013，35(7)：127-130.

Geng Na，Yang Dongdong，Liu Xiaohong，et al. Injection profile behaviors and its influential factors of polymer flooding reservoir in bohai oilfield[J]. Journal of Oil and Gas Technology，2013，35(7)：127-130.

[6] 侯維虹. 聚合物驅(qū)油層吸水剖面變化規(guī)律[J]. 石油勘探與開(kāi)發(fā)，2007，34(4)：478-482.

Hou Weihong. Water injection profile variation of oil layers under polymer flooding[J]. Petroleum Exploration and Development，2007，34(4)：478-482.

[7] 文華. 薩中二三類(lèi)油層開(kāi)發(fā)效果及二三結(jié)合開(kāi)發(fā)調(diào)整研究[D]. 大慶：大慶石油學(xué)院，2008.

[8] 張曉芹，關(guān)恒. 改善二類(lèi)油層聚合物驅(qū)開(kāi)發(fā)效果的途徑[J]. 大慶石油地質(zhì)與開(kāi)發(fā)，2005，24(4)：81-83.

Zhang Xiaoqin，Guan Heng. Methods to improve development results of polymer flooding in class II reservoirs[J]. Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing，2005，24(4)：81-83.

[9] 柴方源. 提高聚合物驅(qū)開(kāi)發(fā)效果研究及經(jīng)濟(jì)效益分析[D]. 北京：中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(北京)，2013.

[10] 閆文華. 大慶油田二類(lèi)油層改善聚驅(qū)效果方法研究[D].大慶：大慶石油學(xué)院，2008.

[11] 何婷. 注水開(kāi)發(fā)油藏合理壓力系統(tǒng)評(píng)價(jià)[J]. 遼寧化工，2011，40(11)：1176-1178.

He Ting. Evaluation of reasonable pressure system in water-injection development of oil field[J]. Liaoning Chemical Industry，2011，40(11)：1176-1178.

(編輯 王亞新)

Reasonable Pressure System for Improvement of Use Degree of Polymer Injection Layers

Yin Daiyin, Wang Dongqi, Zhang Chengli

(SchoolofPetroleumEngineering,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

For the phenomenon that the rapid rise of water cut and a big difference in using degree between various layer types in the late stage of polymer injection, a new method that has achieved good results in field test is proposed. The flow pressure can be reasonably adjusted by stage andproduction levels can also be determined. For example, Lamadian Daqing Oilfield, variation of development indicators(such as production, pressure profile, etc) is studied after adjusting flow pressure through numerical simulation techniques. Compared to development effect, it is showed that when flow pressure is kept 6 MPa(higher)-2 MPa(lower)-6 MPa(higher), water cut is reduced by 1.46 percentage points, and degree of polymer flooding cumulative recovery is reduced by about 2.43 percentage points after 1.0 PV is injected, of which producing degree is best.

Polymer flooding; Different stages; Flow pressure; Development effect; Producing degree

1006-396X(2015)06-0055-06

2015-03-09

2015-10-06

國(guó)家自然科學(xué)基金資助(51474071)。

殷代印(1966-)，男，博士，教授，從事油氣藏?cái)?shù)值模擬和油氣田開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)分析方面研究；E-mail: yindaiyin@163.com。

TE357

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2015.06.011